1

Rola i perpsektywy

energetyki prosumenckiej

w Krajowym Systemie

Elektroenergetycznym

(KSE) w szczególności w

kontekście stanu

technicznego sieci

niskiego napięcia (nN) i

ustawy OZE prof. dr hab. inż. Jan Popczyk

2

Wprowadzenie

1. Pojęcie energetyki prosumenckiej (EP) jest na razie niejednoznacznie rozumiane.

Powszechnie jest ono redukowane do segmentu ludnościowego. Autor niniejszego Raportu

rozciąga potencjał energetyki EP na całą obecną elektroenergetykę WEK (wielkoskalowa

elektroenergetyka korporacyjna). Zatem w energetyce EP może się znaleźć potencjalnie

każdy obecny odbiorca energii elektrycznej (od Kowalskiego po KGHM) po przekształceniu w

prosumenta, który spełnia wymagania definicji przedstawionej w [1] (patrz: Przywołane

źródła na końcu Raportu).

2. Zakres Raportu uwzględnia energetykę EP możliwą do budowania na infrastrukturze

sieciowej nN. Jednak zrozumienie mechanizmów, które powinny „rządzić” tym segmentem

energetyki, nie jest w pełni możliwe bez zarysu znajomości segmentacji (podmiotowej i

przedmiotowej) całej energetyki EP. Dlatego taka segmentacja, bardzo uproszczona,

pokazująca jednak całkowity (w tendencji) potencjał energetyki prosumenckiej, została

przedstawiona poniżej, w postaci odrębnej, krótkiej części Raportu.

3. Oprócz segmentacji energetyki EP przedstawione zostały, z podobnych powodów i w

podobny sposób, dwa inne zagadnienia. Po pierwsze, krótka charakterystyka sieci

rozdzielczych, jako infrastruktury technicznej, stanowiącej krytyczny warunek rozwoju

partycypacji prosumenckiej w energetyce. Po drugie, krótka charakterystyka rynku energii

elektrycznej: istniejącego i tego, który trzeba pilnie ukształtować, i który różni się od

obecnego w sposób fundamentalny.

4. Raport uwzględnia środowisko regulacyjne w postaci ustawy OZE, która weszła w życie 1

lipca 2016 r. Najważniejszą regulacją tej ustawy z punktu widzenia analiz przeprowadzonych

w Raporcie jest net metering dla prosumenckich źródeł OZE ze współczynnikiem

rozliczeniowym 0,8 w przypadku źródeł do 10 kW oraz 0,7 dla źródeł większych (do 40 kW).

CAŁKOWITY (W TENDENCJI) POTENCJAŁ ENERGETYKI EP W ŚWIETLE JEJ SEGMENTACJI

PODMIOTOWEJ I PRZEDMIOTOWEJ

Segmentacja „3x4” energetyki EP została przedstawiona w [2]. Segmentacja ta obejmuje 3 segmenty,

każdy z segmentów obejmuje z kolei 4 podsegmenty.

Segment 1. Właściciele domów, gospodarstw rolnych, wspólnoty mieszkaniowe, „administratorzy”

budynków (energetyka budynkowa)

PME 1 (prosumencka mikroinfrastruktura energetyczna): 70 tys. nowych domów budowanych

rocznie, 6 mln domów (w miastach i na obszarach wiejskich) do modernizacji – wielki potencjalny

rynek popytowy na następujące urządzenia: kolektory słoneczne; pompy ciepła; układy hybrydowe

μEW (mikroelektrownie wiatrowe)-źródło PV-akumulator; smart EV (electric vehicle).

PME 2: 130 tys. wspólnot mieszkaniowych (budynków mieszkalnych) – potencjalny rynek popytowy

na następujące urządzenia: kolektory słoneczne, pompy ciepła, źródła PV, a także na usługi car

sharing.

3

PME 3: 14 tys. szkół podstawowych, 6 tys. gimnazjów, 11 tys. szkół ponadgimnazjalnych, 750 szpitali,

2,5 tys. urzędów gmin/miast (rynki popytowe związane z energetyką budynkową w tym przypadku

będą kreowane przez gminy, por. PISE 3 i PISE 4).

PME 4: 115 tys. gospodarstw rolnych małotowarowych – wielki potencjalny rynek popytowy na μEB

(mikroelektrownie biogazowe), inaczej mikrobiogazownie rolniczo-utylizacyjne o jednostkowej mocy

elektrycznej 10-40/50 kW; 105 tys. gospodarstw rolnych „socjalnych” – potencjalny rynek popytowy

na układy hybrydowe (μEW-źródło PV-akumulator).

Segment 2. Samorządy, spółdzielnie (energetyka lokalna, w tym budynkowa; instalacje, mikrosieci,

lokalne sieci)

PISE 1 (prosumencka inteligentna sieć energetyczna): 4 tys. spółdzielni mieszkaniowych, 130 osiedli

deweloperskich – wielki potencjalny rynek popytowy na: usługi termomodernizacyjne

z wykorzystaniem technologii domu pasywnego, kolektory słoneczne, pompy ciepła, źródła PV,

zintegrowane liczniki inteligentne przeznaczone do rozliczeń wszystkich rodzajów energii/mediów;

wielki potencjalny rynek podażowy na usługi/produkty „pakietowe” (dostawca-integrator energii

elektrycznej i gazu, wody, Internetu, programów telewizyjnych) dla mieszkańców; potencjalny rynek

popytowo-podażowy na usługi car sharing.

PISE 2 (ARE – autonomiczny region energetyczny): 43 tys. wsi, a dodatkowo 13,5 tys. przyległych

kolonii, przysiółków i osad – wielki potencjalny rynek na małe, o jednostkowej mocy elektrycznej

100÷200 kW, źródła EB (elektrownie biogazowe), inaczej biogazownie rolniczo-utylizacyjne.

PISE 3: 1600 gmin wiejskich i 500 gmin wiejsko-miejskich – w odniesieniu do budynków użyteczności

publicznej istnieje potencjalny rynek popytowy na usługi termomodernizacyjne z wykorzystaniem

technologii domu pasywnego, pompy ciepła, źródła PV; wielki potencjalny rynek popytowy na duże, o

jednostkowej mocy elektrycznej 0,5÷1 MW, źródła EB, czyli biogazownie rolniczo-utylizacyjne;

potencjalny rynek podażowo-popytowy na minirafinerie rolnicze o rocznej wydajności rzędu 1 tys.

ton biopaliw (drugiej generacji); potencjalny rynek podażowo-popytowy na usługi car sharing dla

gminy.

PISE 4 (smart city): 400 miast – w odniesieniu do budynków użyteczności publicznej istnieje

potencjalny rynek popytowy na usługi termomodernizacyjne z wykorzystaniem technologii domu

pasywnego, a także rynek popytowy na pompy ciepła, ogniwa PV; w odniesieniu do zadań gminy

istnieje potencjalny rynek popytowy na urządzenia/instalacje takie jak: instalacje kogeneracyjne

w oczyszczalniach ścieków, spalarnie śmieci; przede wszystkim jednak istnieje wielki potencjalny

rynek podażowo-popytowy na usługi car sharing (dla całego miasta).

Segment 3. Przedsiębiorcy, infrastruktura PKP (autogeneracja, w tym budynkowa; instalacje,

mikrosieci, sieci przemysłowe, sieć energetyczna PKP; „energetyka przemysłowa”)

AG 1 (autogeneracja w hipermarketach, biurowcach, hotelach): 350 hipermarketów, 800 biurowców,

2 tys. hoteli – potencjalny rynek popytowy na trójgenerację gazową, pompy ciepła, źródła PV, car

sharing.

4

AG 2 (autogeneracja u przedsiębiorców – małe i średnie przedsiębiorstwa): 1,8 mln przedsiębiorców

– potencjalny rynek popytowy na kogenerację i trójgenerację gazową, źródła PV, smart EV.

AG 3 (autogeneracja w transporcie kolejowym – PKP Energetyka): udział transportu kolejowego

w rynku popytowym energii elektrycznej to około 2,5% zużycia krajowego – potencjalny rynek

popytowy na urządzenia dla energetyki budynkowej (stacje, przystanki kolejowe) takie jak: źródła

wytwórcze gazowe, pompy ciepła, źródła PV, układy hybrydowe (μEW-źródło PV-akumulator).

AG 4 (autogeneracja w przemyśle – wielkie, energochłonne zakłady przemysłowe: górnictwo,

hutnictwo, część przemysłu chemicznego, część przemysłu maszynowego, część przemysłu

budowlanego): około 50% krajowego zużycia energii elektrycznej – wielki potencjalny rynek redukcji

zużycia ciepła (w tym odzysku ciepła odpadowego) i energii elektrycznej w procesach

technologicznych, wielki potencjalny rynek popytowy na kogenerację gazową, potencjalny rynek

popytowy na duże źródła PV i wiatrowe.

Podmiotowa segmentacja energetyki EP może/powinna być jednym z najsilniejszych kryteriów

służących do tworzenia regulacji w obszarze źródeł OZE i ogólnie na współczesnym rynku energii

elektrycznej. Chodzi przy tym o strukturalne odwrócenie głównego procesu dostosowawczego.

Obecnie źródła OZE oraz inteligentną infrastrukturę i model partycypacji prosumenckiej dostosowuje

się, w sferze regulacyjnej, do starego rynku. Jest to w interesie sojuszu polityczno-korporacyjnego

stanowiącego podstawę energetyki WEK, ale ze szkodą dla efektywności rynkowej alokacji zasobów

(stanowiącej najbardziej ogólny sens każdego rynku). Ten stan rzeczy trzeba odwrócić. Trzeba

mianowicie zmienić rynek: dostosować go do nowych technologii i do modelu partycypacji

prosumenckiej. W tym celu trzeba całkowicie zmienić opłatę sieciową (przesyłową, dystrybucyjną).

Krótka charakterystyka elektroenergetycznych sieci rozdzielczych jako infrastruktury

technicznej, stanowiącej krytyczny warunek rozwoju partycypacji prosumenckiej

w energetyce

Z punktu widzenia perspektyw rozwojowych energetyki EP kluczowe znaczenie ma stan techniczny

i „ekonomika” sieci rozdzielczych. W energetyce WEK sieci te były zawsze rozwijane od góry w dół:

największą wagę przywiązywano do rozwoju sieci 110 kV, następne w rankingu priorytetów

inwestycyjnych były sieci SN (15 kV, w miastach 20 kV), a na końcu dopiero sieci nN (230/400 V).

Badanie perspektyw rozwojowych energetyki EP wymaga odwrócenia podejścia do sieci

rozdzielczych, mianowicie trzeba się nimi zajmować od dołu w górę. Przy tym w przypadku sieci nN

i SN trzeba uwzględnić zasadniczą różnicę właściwości strukturalnych i stanu technicznego

oraz „ekonomiki” sieci miejskich i wiejskich nN, a jeszcze bardziej sieci SN. Poniżej przedstawiono

charakterystykę sieci nN oraz SN na obszarach wiejskich, bo te stanowią potencjalnie „kolebkę”

energetyki prosumenckiej w Polsce. Jest to charakterystyka przedstawiona za raportem [3]. Podane

oszacowania mają charakter autorski. Do ich wykonania zostały wykorzystane zróżnicowane

materiały źródłowe (zweryfikowane przez autora oszacowań), w tym w szczególności dane

zamieszczone w książce [4].

5

Uwarunkowania rozwoju energetyki prosumenckiej na obszarach wiejskich w kontekście

elektroenergetycznych sieci rozdzielczych. Niska gęstość powierzchniowa obciążenia, wyrażana

w MWh/(km2∙rok), powoduje strukturalną nieefektywność reelektryfikacji „sieciowej” terenów

wiejskich – ogólnie na świecie (najbardziej charakterystycznym przykładem jest historyczny model

autonomicznych źródeł wytwórczych w rolnictwie amerykańskim, w przeszłości głównie w postaci

agregatów prądotwórczych zasilanych olejem napędowym i minielektrowni wiatrowych). Krótka

charakterystyka sieci rozdzielczych na obszarach wiejskich w Polsce jest następująca.

1. Długość linii nN – 260 tys. km (65% łącznej długości wszystkich krajowych linii nN; przy tym

udział wiejskich linii napowietrznych nN w krajowych sieciach napowietrznych wynosi aż

82%, a kablowych tylko 20%).

2. Długość linii SN – 210 tys. km (75% łącznej długości wszystkich krajowych linii SN; przy tym

udział wiejskich linii napowietrznych SN w krajowych sieciach napowietrznych wynosi aż 90%,

a kablowych zaledwie 13%).

3. Liczba stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nN – 150 tys. (70% ogólnej liczby stacji

SN/nN w kraju; przy tym przeciętna wartość mocy znamionowej wiejskiej

stacji/transformatora wynosi 100 kVA i jest ponad 3-krotnie mniejsza od przeciętnej mocy

znamionowej stacji miejskiej – 330 kVA.

4. Liczba odbiorców (domów/gospodarstw) zasilanych z jednej stacji wiejskiej wynosi około 25

(około 100 mieszkańców) i jest 4-krotnie mniejsza niż liczba odbiorców (w tym przypadku

głównie mieszkań) zasilanych z jednej stacji miejskiej.

5. Przeciętne wskaźniki charakteryzujące (poza rozległymi awariami sieciowymi) zawodność

zasilania odbiorców z sieci wiejskich: roczna liczba przerw wynosi 5-10 (liczba 20 również nie

jest rzadkością), czas trwania pojedynczej przerwy wynosi 2-3 godziny; syntetyczny wskaźnik

nieciągłości zasilania rozumiany jako prawdopodobieństwo braku zasilania w czasie wynosi

natomiast (1-2) ∙ 10-4 – jest to wskaźnik około 5-krotnie gorszy (większy) niż w przypadku sieci

miejskich (wskaźnik 50 ∙ 10-4 jest traktowany jako jeszcze dopuszczalny).

6. Rozległe awarie sieciowe stają się coraz większym problemem na obszarach wiejskich.

Przykładami są: kilkunastogodzinne przerwy zasilania, które dotknęły 700 tys. mieszkańców

Mazowsza i północno-wschodniej części kraju – październik 2009; kilkudziesięciogodzinne

przerwy zasilania, odczuło je 120 tys. mieszkańców Małopolski i Śląska, oraz dwutygodniowe,

które objęły 20 tys. mieszkańców Śląska – styczeń 2010; kilkunastogodzinne i dłuższe przerwy

dotykające ponad 20 tys. mieszkańców północno-zachodniej części kraju – grudzień 2010;

kilkunastogodzinne i dłuższe przerwy zasilania, odczuło je 500 tys. mieszkańców kraju,

głównie na Pomorzu, Pomorzu Zachodnim oraz w Wielkopolsce – grudzień 2013;

kilkunastogodzinne i dłuższe przerwy dotykające ponad 20 tys. mieszkańców Podhala,

głównie Zakopanego i okolic – grudzień 2013; i wiele innych.

7. Stopień umorzenia sieci (linie, transformatory): linie SN – około 55%, linie nN – około 50%,

transformatory SN/nN – około 55% (w przypadku miejskich sieci stopień umorzenia wynosi:

40%, 45%, 55%, odpowiednio). Taki stan jest wśród elektroenergetyków powszechnie

traktowany jako krytyczny i jest wykorzystywany do postulowania wielkich i

natychmiastowych inwestycji sieciowych na obszarach wiejskich. Autor Raportu ma jednak

świadomość, że inwestycje te są niemożliwe (operatorzy systemu dystrybucyjnego OSD nie

dysponują wystarczającym kapitałem do ich zrealizowania), a jeszcze ważniejsze – są

6

nieracjonalne (prowadziłyby do wielkich stranded costs). Rozwiązanie, które jest

postulowane i stanowi podstawę analiz prowadzonych w Raporcie, polega na propozycji

wytworzenia środowiska regulacyjnego umożliwiającego konkurencję między inwestycjami w

tradycyjną sieć oraz inwestycjami w źródła OZE i inteligentną infrastrukturę towarzyszącą

(DSM/DSR, zasobniki energii), czyli umożliwiającego prosumentom, w tendencji,

zaopatrywanie się w energię elektryczną (ciepło i energię transportową) według modelu off

grid.

Zasadniczy wniosek wynikający z przedstawionych uwarunkowań. Efektywność ekonomiczna

fundamentalna przebudowy elektroenergetyki wielkoskalowej w energetykę prosumencką

(rozproszoną) – nawet rozpatrywana w tradycyjnych kategoriach – jest na obszarach wiejskich

zdecydowanie większa niż na obszarach miejskich. Dlatego na obszarach wiejskich należy ją pobudzić

w pierwszej kolejności. Ten kluczowy wniosek znajduje uzasadnienie w faktach, którymi są:

1. Nieadekwatność zasilania obszarów wiejskich w energię elektryczną w stosunku do potrzeb

potencjalnych inwestorów zainteresowanych inwestowaniem na tych obszarach (niska jakość

zasilania, brak możliwości przyłączania nowych odbiorców) oraz wynikająca stąd

niekwestionowana potrzeba reelektryfikacji wsi i przede wszystkim rolnictwa, jako warunek

jego restrukturyzacji i modernizacji.

2. Większa efektywność i skuteczność reelektryfikacji obszarów wiejskich za pomocą energetyki

prosumenckiej, w porównaniu z reelektryfikacją „sieciową”, co wynika bezpośrednio ze

strukturalnej nieefektywności elektryfikacji obszarów wiejskich za pomocą dotychczasowych

technologii sieciowych oraz z osiągniętego już poziomu rozwoju prosumenckich technologii

energetycznych.

3. Rozwój energetyki prosumenckiej na obszarach wiejskich jest dla Polski najefektywniejszym

sposobem realizacji celów Pakietu 3x20. Wykorzystanie tego sposobu jest bardzo ważne z

punktu widzenia potrzeby odwrócenia destrukcyjnych skutków dotychczasowego sposobu

realizacji celów Pakietu (w szczególności za pomocą współspalania, przy całkowitym

pominięciu możliwości realizacji celów za pomocą prosumenckich źródeł ciepła).

4. Rozwój energetyki prosumenckiej na obszarach wiejskich jest dla Polski najefektywniejszym

sposobem (pod względem wykonalności w ogóle i pod względem ekonomicznym w

szczególności) realizacji celu cywilizacyjnego w odniesieniu do 15 mln ludzi w Polsce

(rewitalizacja zasobów budynkowych i trwałe wejście w model społeczny zrównoważonego

rozwoju energetyczno-środowiskowego; trwałe wejście w model ekonomiczny

zdywersyfikowanego rozwoju rolniczo-energetycznego; trwałe wejście w obszar technologii

smart grid: teleinformatycznych, internetowych; trwałe wejście w obszar prosumenckich

łańcuchów wartości i na związany z nimi rynek innowacyjnych usług).

5. Przy tym trzeba uwzględnić, że w przypadku energii elektrycznej samowystarczalność

prosumencka oznacza zarazem ogólną zasadę ograniczenia podaży do poziomu popytu, albo

niewielkie tylko przekroczenie popytu przez podaż (praktyczne procedury stosowania tej

ogólnej zasady muszą mieć podstawy w analizach rozpływowych energii elektrycznej

wykonanych dla indywidualnych/modelowych linii nN; z takich analiz powinny wynikać

regulacje prawne – ustawa OZE – dotyczące mechanizmu net metering).

7

Krótka charakterystyka rynku energii elektrycznej: istniejącego i tego, który trzeba

pilnie ukształtować, i który różni się od obecnego w sposób fundamentalny

Koncepcyjne podstawy rynku funkcjonującego w Polsce tworzone były w ramach reformy ustrojowej.

W elektroenergetyce była to reforma decentralizacyjno-rynkowa przeprowadzona w pierwszej

połowie lat 90. ubiegłego wieku, kiedy praktycznie nie było jeszcze Internetu. Nowe technologie OZE

oraz inteligentna infrastruktura (wykraczająca daleko poza Internet), a także partycypacja

prosumencka wymagają całkowicie nowego rynku energii elektrycznej [5], bardzo heterogenicznego,

jednak poddającego się pewnej ograniczonej integracji za pomocą inteligentnej infrastruktury (daleko

wykraczającej poza licznik „inteligentny” rozumiany w sposób charakterystyczny dla operatorów,

w szczególności dystrybucyjnych, w energetyce WEK).

W ramach reformy decentralizacyjno-rynkowej (lata 1990-1995) kluczowe znaczenie miało

zastosowanie rozwiązań i wykreowanie mechanizmów uwalniających polską elektroenergetykę

(sektor): po pierwsze – od podporządkowania polityczno-technicznego (w szczególności od rozwiązań

i mechanizmów funkcjonujących w ramach Systemu POKÓJ, czyli w połączonym systemie

obejmującym system ZSRR na obszarze obecnej Ukrainy oraz systemy krajów Europy Środowej); po

drugie – od pełnego monopolu techniczno-organizacyjnego, w ramach którego istniały: PDM

(Państwowa Dyspozycja Mocy), rachunek wyrównawczy (ceny transferowe między

przedsiębiorstwami elektroenergetycznymi), taryfy urzędowe (i subsydiowanie skrośne między

grupami odbiorców), wreszcie państwowe inwestycje centralne. W 1995 r., na koniec reformy,

krajowy system elektroenergetyczny (KSE) pracował już w zachodnioeuropejskim systemie UCPTE

(infrastruktura elektroenergetyczna była pierwszą kluczową infrastrukturą włączoną w przestrzeń

ekonomiki i bezpieczeństwa europejskiego).

Ponadto, od początku 1995 r. zaczął funkcjonować hurtowy rynek energii elektrycznej; prace

nad modelem tego rynku, skoncentrowane w Polskich Sieciach Energetycznych (PSE), rozpoczęły się

już w 1993 r., a opracowany model był w pełni zgodny z generalnymi założeniami reformy

decentralizacyjno-liberalizacyjnej. Podstawowymi mechanizmami wdrożonego rynku hurtowego

były: 1° – taryfa hurtowa między PSE i spółkami dystrybucyjnymi, jednolita dla 33 spółek

dystrybucyjnych, przenosząca prawidłowo strukturę kosztów wytwarzania energii elektrycznej

poprzez zróżnicowanie stawek za energię elektryczną w trzech strefach doby (szczyt wieczorny, szczyt

ranny, pozostała część doby) w dniach roboczych i świątecznych oraz w sezonach zimowym i letnim;

2° – opłata przesyłowa, na którą składały się: opłata za korzystanie z systemu przesyłowego

(sterowanie systemem, przyłączenie do systemu przesyłowego, infrastruktura przesyłowa) oraz

opłata za straty przesyłowe; 3° – kontrakty długoterminowe (KDT) między PSE i wytwórcami; były to

kontrakty zapewniające warunki finansowania strategii rewitalizacyjnej najstarszych zasobów

wytwórczych w KSE, w szczególności wymiany wyeksploatowanych bloków wytwórczych w

elektrowniach i elektrociepłowniach (w koncepcji reformy realizowanej w latach 1990-1995 segment

kontraktów KDT miał osiągnąć udział wynoszący 20% w całym rynku wytwarzania energii elektrycznej

– ograniczenie segmentu KDT do takiego udziału miało na celu ochronę mechanizmów konkurencji na

hurtowym rynku energii elektrycznej; w kolejnych latach, w ramach programowego odchodzenia od

założeń prokonkurencyjnej reformy 1990-1995, udział segmentu KDT został zwiększony do ponad

80% całego rynku wytwórczego); 4° – kontrakty średnioterminowe (między PSE i wytwórcami),

8

stabilizujące rynek paliwowy dla potrzeb produkcji energii elektrycznej; 5° – bardzo innowacyjnym

mechanizmem była wdrożona reguła kosztów unikniętych przy zakupie od elektrociepłowni

(„zawodowych”) energii elektrycznej produkowanej w skojarzeniu. W 1995 r. oprócz wdrożonych

mechanizmów bardzo zaawansowane były prace nad takimi mechanizmami jak: 6° – rynek giełdowy;

w ogólnej koncepcji rynek ten dopełniał rynki: kontraktów długoterminowych (inwestycyjnych)

i kontraktów średnioterminowych (modernizacyjnych, realizowanych w sferze działań

eksploatacyjnych), w 1995 r. planowane było szybkie wdrożenie rynku giełdowego, jako mechanizmu

zapewniającego przyspieszenie konkurencji; 7° – zaawansowane były także przygotowania do

wdrożenia zróżnicowanych na terenie kraju taryf dla odbiorców końcowych – mianowicie taryf

zapewniających pokrycie rzeczywistych kosztów, czyli taryf ze stawkami określanymi w ramach

indywidualnych kalkulacji poszczególnych spółek dystrybucyjnych.

Następnym istotnym impulsem rozwojowym rynku energii elektrycznej było uchwalenie ustawy

Prawo energetyczne (ustawa, nad którą prace rozpoczęły się już w 1991 r., weszła w życie w 1997 r.) i

powołanie Prezesa URE (czerwiec 1997 r.). Znaczenie ustawy w pierwszym okresie jej funkcjonowania

(do 2000 r.) polegało na tym, że zapewniała ona zgodność dalszego (po 1995 r.) rozwoju polskiego

rynku energii elektrycznej z pierwszą dyrektywą liberalizacyjną dotyczącą unijnego rynku energii

elektrycznej, mianowicie z dyrektywą 96/92 z 1996 r. (projekt dyrektywy został ogłoszony przez

Komisję Europejską cztery lata wcześniej, w 1992 r.). Podkreśla się, że w tym okresie w koncepcji

rynku energii elektrycznej mieściły się tak daleko idące rozwiązania prokonkurencyjne, jak np. rynki

lokalne, w tym lokalne giełdy energii elektrycznej, oraz rynki usług systemowych na poziomie

operatorów dystrybucyjnych i nieregulowany obrót energią elektryczną z udziałem niezależnych

wytwórców i dostawców (we współczesnych realiach rynkowych odpowiednikiem byłaby energetyka

niezależnych inwestorów (NI); w opracowanej koncepcji mieściło się również takie rozwiązanie, jak

całkowite uwolnienie cen dla odbiorców końcowych (zgodnie ze strategią rządową uwolnienie to

miało nastąpić najpóźniej do 1999 r.).

Obecne, dominujące środowisko rynkowe WEK. Środowisko to obejmuje koncepcję (wraz z

rozwiązaniami pilotażowymi) tworzoną w latach 1990-95 oraz mechanizmy i infrastrukturę (fizyczną)

tworzone w okresie 1995-2010. Są to następujące rozwiązania:

1. Taryfy końcowe: WN-A (A23) – 200/67 PLN/MWh; SN-B (B11, B21, B22, B23) – 227/103

PLN/MWh; nN-C (C11, C12, C21, C22) – 313/253 PLN/MWh; nN-G (G11, G12) – 260/230

PLN/MWh (ceny x/y oznaczają przeciętne ceny jednoskładnikowe, bez podatku VAT,

odpowiednio: energii/przesyłu). Podkreśla się, że taryfy końcowe istniały przed 1990 r., ale

były to taryfy realizujące na wielką skalę mechanizm subsydiowania skrośnego. Na przykład

ceny energii dla odbiorców z segmentu ludnościowego, zasilanych z sieci nN (taryfy G), były

3-krotnie niższe niż dla przemysłu zasilanego z sieci 110 kV (taryfy A); jednak ceny dla

przedsiębiorców zasilanych z sieci nN (taryfy C) były znacznie wyższe od cen dla ludności. W

okresie do 1993 r. została przeprowadzona wielka modernizacja taryf końcowych. W

rezultacie po 1993 r. cenotwórstwo dla odbiorców końcowych było już, z wyjątkiem taryf G,

realizowane z wykorzystaniem zasady „cena odzwierciedla koszt” (elektroenergetyka

mentalnie nie była natomiast gotowa jeszcze na zasadę „cena odzwierciedla wartość”, o

którą chodzi obecnie). Restrukturyzacja taryf G została całkowicie zatrzymana po 1995 r.

9

Obecnie rodzą się na nowo koncepcje wykorzystania taryf końcowych do subsydiowania

skrośnego.

2. Rynek hurtowy: kontrakty bilateralne średnioterminowe, rynki giełdowe RDN (rynek dnia

następnego), RDB (rynek dnia bieżącego). Nie ukształtował się natomiast nigdy rynek

inwestycyjny źródeł wielkoskalowych. Oczywiście, brak tego rynku ma podstawy

fundamentalne, czego nie rozumieją aktywizujący się współcześnie promotorzy rynku mocy

(wytwórców), dążący do odbudowania etatystycznego modelu energetyki.

3. Operator systemu przesyłowego – system informatyczny SOWE (system operatywnej

współpracy z elektrowniami), instrukcja IRiESP (instrukcja ruchu i eksploatacji sieci

przesyłowej), rynek techniczny (RB).

4. Operatorzy systemów dystrybucyjnych – instrukcja IRiESD (instrukcja ruchu i eksploatacji

sieci dystrybucyjnej), taryfy dystrybucyjne.

5. System informatyczny WIRE (system wymiany informacji rynku energii).

Obecne środowisko wsparcia OZE, stopniowo przekształcające się w rynkowe (konkurencyjne).

Środowisko to było tworzone przez ostatnie 10 lat, od 2006 r., głównie dla energetyki WEK

(elektrownie wodne, współspalanie) oraz dla energetyki NI (energetyka wiatrowa). Od początku

2015 r. jest tworzone (na razie jeszcze bez praktycznych efektów) dla segmentu ludnościowego

energetyki EP. Na środowisko składają się:

1. Certyfikaty (gama kolorów) – dotychczasowe systemy wsparcia OZE.

2. System aukcyjny, z elementami konkurencji (system adresowany do energetyki WEK, a także

do energetyki NI) oraz system feed-in tariff dla prosumentów (bardzo niewielki zakres

mechanizmu, łączna moc źródeł OZE objętych systemem, na pierwszym etapie jego

funkcjonowania, to zaledwie 800 MW) – systemy zapisane w ustawie OZE uchwalonej w

lutym 2015 r., skierowanej do nowelizacji jeszcze przed jej pełnym wejściem w życie, które

miało nastąpić 1 stycznia 2016 r.

3. Net metering, ze współczynnikiem rozliczeniowym (opustem, współczynnikiem wymiany

„barterowej”) 0,8 w przypadku źródeł do 10 kW oraz 0,7 dla źródeł większych (do 40 kW) –

system wprowadzony przez ustawę OZE, która weszła w życie 1 lipca 2016 r.

Przyszłe środowisko rynkowe. Przez nowy rynek rozumie się w tym Raporcie interaktywny rynek

energii elektrycznej (IREE), w tendencji (horyzont 2025) rynek cenotwórstwa czasu rzeczywistego

(CCR). Rynek ten będzie się rozwijał (sukcesywnie/procesowo) w środowisku 3-biegunowego (WEK-

NI-EP) systemu bezpieczeństwa elektroenergetycznego, czyli z natury będzie heterogeniczny, i będzie

kształtowany przez zasadę „cena odzwierciedla wartość” (w dużym stopniu przez ekonomikę

behawioralną). Nowy rynek musi upraszczać obecny rynek (energii elektrycznej, a nie grup interesów)

i wzmacniać konkurencję. Inaczej mówiąc, powinien on być odpowiedzią na skrajną już

„proceduralizację” obecnego rynku, w sferze mechanizmów oraz infrastruktury technicznej

i regulacyjnej; skrajnym przykładem proceduralizacji operatorskiej, blokującej rozwój konkurencji na

rynku energii elektrycznej, są obecne instrukcje IRiESD stosowane przez poszczególnych operatorów

OSD. Rozwiązaniami w przyszłym heterogenicznym środowisku rynkowym będą [5]:

10

1. Operator OHT (operator handlowo-techniczny). Podkreśla się, że to rozwiązanie jest już

formalnie możliwe obecnie. Jest ono adresowane głównie do energetyki NI (w ujęciu

podmiotowym do niezależnych inwestorów). Przy trwającym gwałtownym powrocie rządu do

etatystycznej elektroenergetyki (energetyki) rzeczywiste wykorzystanie rozwiązania w

postaci OHT jest praktycznie niemożliwe. Rozwiązanie to stanie się użyteczne na etapie

konfrontacji systemowej: pretendenci (energetyka NI) vs liderzy (energetyka WEK).

2. Wirtualna wyspa (WW). To rozwiązanie potencjalnie jest domeną niezależnych inwestorów

NI-IWW (chodzi o niezależnych inwestorów – integratorów wyspy/wysp WW, czyli o

pretendentów dysponujących innowacjami przełomowymi, w tym przypadku odpowiednią

inteligentną infrastrukturą niezbędną dla wypełniania roli operatora OHT).

3. Taryfa dynamiczna (TD), w tendencji cenotwórstwo czasu rzeczywistego. To rozwiązanie

potencjalnie jest też domeną niezależnych inwestorów NI-IWW. Oczywiście, taryfa

dynamiczna (ogólnie, nie tylko inwestorów NI-IWW) powinna być powiązana z systemami

DSM/DSR nowego typu, realizowanymi za pomocą routerów OZE, a wkrótce z bardzo

zaawansowanymi interfejsami PME (prosumencka mikroinfrastruktura energetyczna)

umożliwiającymi pracę w trybie: on grid → semi off grid → off grid.

Podstawowe dane do analiz / szacunków prosumenckich w segmentach źródeł

przyłączonych do sieci nN

Uwaga. Dwoma głównymi wyróżnikami kryterialnymi wykorzystywanymi w ustawie OZE w części

dotyczącej energetyki EP są: segmentacja podmiotowa (segment ludnościowy tej energetyki) oraz

moc źródeł OZE (przedział mocy do 40 kW). Podkreśla się, że są to wyróżniki niespójne, a zatem

osłabiające (bardzo) efektywność rynkową regulacji. Mianowicie, pojawiają się tu dwa główne

problemy. Pierwszy polega na tym, że reprezentatywne moce przyłączeniowe odbiorców z segmentu

ludnościowego wynoszą około 6-7 kW, czyli znacznie poniżej granicznej mocy 40 kW, która zresztą w

sieciach na obszarach wiejskich jest bardziej charakterystyczna dla sieci SN niż dla sieci nN. (Moce

powyżej 10 kW, do 40 kW, są natomiast zakresem mocy możliwym do wykorzystania w segmencie

gospodarstw rolnych oraz w segmencie związanym z realizacją zadań własnych gmin, czyli w tym

ostatnim przypadku przez urzędy gminne, szkoły, ośrodki zdrowia i inne instytucje publiczne). Drugi

problem polega na tym, że moce powyżej 10 kW, do 40 kW, są charakterystyczne / dominujące dla

prosumentów w dużej części segmentu przedsiębiorców MSP (zwłaszcza dla małych

przedsiębiorców), ale ten segment nie jest objęty regulacjami prosumenckimi w ustawie OZE.

Podkreśla się przy tym, że zgodnie z zapowiedziami Ministerstwa Energii przewidywana jest (jeszcze

w 2016 r.) nowelizacja ustawy OZE mająca na celu rozszerzenie modelu prosumenckiego na segment

przedsiębiorców MSP.

Sieciowy parytet cenowy OZE. Chociaż nowelizacja ustawy OZE realizowana była w środowisku

wielkiego chaosu (24 maja 2016 r. zgłoszone zostały do Komisji Energii i Skarbu Państwa 53 poprawki

do projektu skierowanego do Sejmu niecały miesiąc wcześniej), to z punktu widzenia filarów

potrzebnych do budowy nowego rynku energii elektrycznej należy widzieć w niej istotną szansę.

11

Szansą tą jest mianowicie net metering, jako potencjalny rynkowy mechanizm służący do obnażania

nierynkowych mechanizmów politycznych (inną sprawą jest realna możliwość wykorzystania szansy).

Aby z net meteringu (opustu, wymiany barterowej) uczynić rynkowy mechanizm, trzeba

zapewnić, że będzie on realizował racjonalną alokację zasobów ekonomicznych, bo to jest

fundamentalne wymaganie makroekonomiczne. W tym kontekście formułuje się poniżej cztery

zasady racjonalności net meteringu w odniesieniu do źródeł OZE, a jednocześnie w odniesieniu do

całego (postulowanego) nowego rynku energii elektrycznej [5]:

1. Zasada „sieciowego parytetu cenowego OZE” powinna się stać jedyną podstawą kalibracji

net meteringu w ustawie OZE. Uznanie tej zasady przez wszystkich uczestników rynku

energii elektrycznej jest warunkiem wytworzenia racjonalnej (dynamicznej) równowagi

między schyłkiem energetyki WEK a rozwojem energetyki prosumenckiej (EP) i energetyki

niezależnych inwestorów (NI).

2. Oprócz prawidłowej wartości współczynnika wymiany barterowej musi być zagwarantowana

jednolitość i prawidłowość rozwiązań pomiarowych (układy pomiarowe – liczniki), które

obecnie są kształtowane przez poszczególnych operatorów OSD i prowadzą w praktyce

często do poważnych „nadużyć” w zakresie rozliczeń dwukierunkowych (zwłaszcza jeśli

źródło OZE jest 1-fazowe, a takie na ogół jest, natomiast przyłącze sieciowe jest 3-fazowe).

Ponieważ w ramach recentralizacji elektroenergetyki operatorzy OSD utracili niezależność

(podlegają porządkowi korporacyjnemu w grupach energetycznych, który może być silniejszy

niż nadzór URE), to coraz bardziej potrzebny jest niezależny operator pomiarów (i billingu).

3. Decentralizacja usług systemowych jest kolejnym warunkiem racjonalności net meteringu w

odniesieniu do źródeł OZE. Lokalne bilansowanie przez korporacyjnych operatorów OSD

i operatorów OHT (w strukturach energetyki NI) jest w kolejnych latach warunkiem

prawidłowego rozwoju energetyki EP (w środowisku rynkowym, a nie za pomocą systemów

wsparcia, czyli w środowisku grup interesów). Podkreśla się, że usługi systemowe są

najbardziej „wrażliwym” z technicznego punktu widzenia problemem w elektroenergetyce

od połowy ubiegłego wieku, związanym z budową wielkich (coraz większych) jednolitych

systemów elektroenergetycznych prądu przemiennego (bez sprzęgieł back to back), z bardzo

wąską strefą regulacji pierwotnej/wtórnej mocy/częstotliwości, wynoszącą zaledwie 49,8-

50,2 Hz; ten typ rozwoju ukształtował najtrudniejszą do przezwyciężenia barierę zmian w

elektroenergetyce, mianowicie elitarny (typu singel buyer) semi rynek usług systemowych

zarządzanych (na świecie) przez operatorów przesyłowych OSP.

4. Sukcesywna sprzedaż sieci rozdzielczych (dopuszczenie sprzedaży jako opcji), w tym ich

komunalizacja, jest czwartym warunkiem racjonalności net meteringu. Zasada ta w praktyce

oznacza rynkową wycenę i konkurencję rozwiązań substytucyjnych takich jak: wykorzystanie

KSE jako „magazynu”, routera OZE, akumulatora, superkondensatora i innych urządzeń

(rozwiązań).

12

Dane do kalibrowania net meteringu OZE w kontekście bilansowania energii (jeszcze nie regulacji

mocy). Punktem wyjścia do dynamicznego kalibrowania net meteringu OZE jest ranking działań na

drodze do sieciowego parytetu cenowego OZE (do prosumenckiej mikroinfrastruktury energetycznej

PME typu off grid). Obecny etap rozwoju technologii prosumenckich uzasadnia następujący ranking.

1. Bazowym rozwiązaniem jest źródło OZE przyłączone do sieci (do KSE). Obecnie jest to

praktycznie mikroinfrastruktura PME typu on grid, z licznikiem dwukierunkowym

umożliwiającym net metering (półroczny, roczny) z naturalnym profilem zapotrzebowania

odbiorcy/prosumenta.

2. Pierwszym rozwiązaniem w rankingu w stosunku do bazowego jest dodanie routera OZE,

czyli wykorzystanie „zautomatyzowanego” systemu DSM/DSR.

3. Drugim rozwiązaniem w rankingu jest wyposażenie PME z routerem OZE dodatkowo

w akumulator tworzący warunki pracy PME w trybie semi off grid; rozwiązanie to

w połączeniu z wykorzystaniem „strażnika mocy” w liczniku dwukierunkowym umożliwia

potencjalnie przejście do taryfy dynamicznej z silnie uzmiennioną opłatą sieciową.

4. Trzecim rozwiązaniem jest dodanie do drugiego rozwiązania superkondensatora, który

umożliwia net metering w bardzo krótkich czasach transakcyjnych (5-minutowych), a tym

samym umożliwia prosumentowi udział w regulacji pierwotnej i przede wszystkim wtórnej w

KSE; tworzy równocześnie warunki pracy PME w trybie off grid.

W tabelach 1-3 przedstawiono podstawowe dane umożliwiające porównanie rozwiązań 1 do 4 (dane

te wymagają dalszej wszechstronnej weryfikacji). Charakterystyka sieci elektroenergetycznych za

pomocą sprawności (tab. 1) odwraca uświęconą w badaniach i w praktyce tradycję

charakteryzowania ich za pomocą strat sieciowych i wiąże się z potrzebą nowego opisu

energetycznych prosumenckich łańcuchów wartości (w których jest bardzo użyteczna zasada

mnożenia sprawności).

Tab. 1. Sprawności (zamiast strat procentowych) sieci elektroenergetycznych

Sieć Sprawność

NN (220/400 kV) 97-98 %

Sieci WN (110 kV) 96-97 %

Sieci SN – miejskie (20 kV) – wiejskie (15 kV)

- 97-98 % 93-94 %

Sieci nN (230/400 V) – miejskie – wiejskie

- 95-96 %

94-95 %

Sprawność (łańcuch sprawności) do:

– dom w mieście

– dom na wsi

- 86-89 % 81-85 %

Charakterystyka opłat sieciowych przedstawiona w tab. 2 jest bardzo użyteczna w badaniach na rzecz

sieciowego parytetu cenowego OZE ze względu na jej zsyntetyzowany charakter i potrzebę odejścia

13

od obecnego cenotwórstwa kosztotwórczego tych opłat (według zasady „cena odzwierciedla koszty”,

która już dawno wymknęła się spod kontroli URE) do cenotwórstwa rynkowego (według zasady „cena

odzwierciedla wartość, albo inaczej koszt krańcowy”). Podkreśla się przy tym, że optymalny proces

przebudowy energetyki jest procesem gospodarczym, w którym koszty krańcowe długoterminowe

opłaty sieciowej zrównują się z kosztami krańcowymi krótkoterminowymi (sprawa nowego

cenotwórstwa opłaty sieciowej urasta obecnie do rangi najpoważniejszego zagadnienia badawczego

w obszarze rynku energii elektrycznej).

Tab. 2. Opłaty sieciowe dla odbiorców końcowych

Sieć – taryfa Opłata sieciowa (w tym za straty sieciowe), bez VAT

PLN/MWh

WN – A (A23) 70 (11)

SN – B (B11, B21, B22, B23) 100 (21)

nN – C (C11, C12, C21, C22) 250 (25)

nN – G (G11, G12) 230 (31)

Dane przedstawione w tab. 3 są syntezą dokonaną przez autora Raportu i uwzględniają między

innymi wyniki analiz prowadzonych przez CEP (Centrum Energetyki Prosumenckiej Politechniki

Śląskiej) w ramach projektu badawczego NCBR, nazywanego roboczo „Interfejs PME” (jest to projekt

polegający na budowie prototypu Interfejsu Prosumenckiej Mikroinfrastruktury Energetycznej o

mocy przyłączeniowej 3 do 15 kW – biblioteka BŹEP, www.klaster3x20.pl). Dane te są systematycznie

weryfikowane przez wykorzystanie praktycznych doświadczeń prosumenckich szerokiego środowiska

współpracującego z CEP (środowisko to obejmuje Konwersatorium Energetyki Inteligentnej,

Stowarzyszenie Klaster 3x20, Bibliotekę Źródłową Energetyki Prosumenckiej; chodzi o praktyczne

doświadczenia prosumentów, którzy własną mikroinfrastrukturę prosumencką wykorzystują do

badań; jest to jeden z rodzajów partycypacji prosumenckiej, mającej na celu budowanie publicznego

know how). Dane przedstawione w tab. 3 antycypują krótkoterminowe (kilkumiesięczne, roczne)

trendy cenowe, i różnią się często od danych „opóźnionych”, wykorzystywanych w ostatnim czasie

(czasie procedowania ustawy OZE) przez grupy interesów dążące do zwiększania wsparcia dla

energetyki EP. Oczywiście, dane są ukształtowane przez proponowane w Raporcie podejście

metodyczne ekonomiki behawioralnej, właściwej dla energetyki EP, które jest całkowicie różne od

ekonomiki charakterystycznej dla energetyki WEK oraz NI (prosument nie jest inwestorem,

zarabiającym na produkcji energii elektrycznej na rynek; prosument często w ramach partycypacji

prosumenckiej wykorzystuje np. rynek wtórny urządzeń, który zaczyna powoli się tworzyć, i prowadzi

do silnych obniżek cen). Podkreśla się, że naśladowanie w energetyce EP modeli ekonomicznych

energetyki WEK jest głównym powodem dotychczasowej wygranej (trwającej ciągle przewagi) tej

ostatniej, i hamuje ofensywność energetyki EP.

Tab. 3. Urządzenia w PME

Urządzenie Cena Czas życia, w latach

Liczba cykli przeładowań

Sprawność

Licznik „inteligentny” 150 PLN 15 - -

14

dwukierunkowy

Ogniwo PV (bez przekształtnika)

600 €/kW 25 - -

Przekształtnik (OZE, zasobnikowy)

1000 PLN/kW 10-20 - 96%

Router OZE* (sterownik PLC)

1000 PLN 10-20 - -

Akumulator (litowo-jonowy)

200 €/kWh - 5 tys. 80%

Superkondensator 2,5 tys. €/kWh - 0,5 mln 95% * Router OZE umożliwia zwiększenie wykorzystania produkcji źródła PV na pokrycie zapotrzebowania

własnego mikroinfrastruktury PME (realizuje zarządzanie DSM/DSR).

Szacunki dotyczące bilansowania energii i skutków net meteringu. Dane przedstawione w tab. 3

i przykładowe wyniki przedstawione w tab. 4 tworzą subśrodowisko do analizy sieciowego parytetu

cenowego OZE, które szczególnie wymaga weryfikacji. Autorowi i zespołowi współpracowników

(patrz uwaga kończąca Raport) subśrodowisko to służy głównie do tworzenia metodologicznych

podstaw parytetu (dane liczbowe, chociaż bardzo przybliżone, są dostatecznie dobre, aby

wyselekcjonować czynniki istotne z punktu widzenia budowy potrzebnych modeli badawczych,

przede wszystkim symulacyjnych).

Do obliczeń, których wyniki przedstawiono w tab. 4, wybrano dom (w Raporcie nie rozróżnia się

domów w mieście i na wsi) o rocznym zużyciu energii elektrycznej wynoszącym 4 MWh. Dla domu

dobrano źródło PV o mocy 4,5 kW, czyli o produkcji wynoszącej 4,5 MWh. Szacunki przeprowadzono

dla net meteringu ze współczynnikiem równym 0,8 (ustawa OZE), a dla porównania również ze

współczynnikiem 0,7 (obowiązującym dla źródeł mocy powyżej 7 kW, do 40 kW). Uwzględniono

zakres współczynnika wykorzystania produkcji źródła PV na potrzeby własne domu (PME) od 0,1 do

0,6 (pewne podstawy dla takiego zakresu można wyprowadzić z bardzo wstępnego modelowania

potencjału DSM/DSR w mikroinfrastrukturze PME [2]). Przedstawione w tab. 4 szacunki uzasadniają

tezę (którą trzeba dopiero przeprowadzić), że dla net meteringu ze współczynnikiem równym 0,8

racjonalnym rozwiązaniem, na obecnym etapie rozwoju technologicznego (i cen) urządzeń, jest

prosumenckie źródło PV przewymiarowane tylko o około 10-15%. Podkreśla się przy tym, że wartość

współczynnika silnie zależy od technologii, co w ustawie OZE nie ma odzwierciedlenia. Na przykład

zupełnie inna sytuacja niż w przypadku źródeł PV jest w przypadku mikroźródła biogazowego μEB

(mikroelektrownia biogazowa). Mikroźródło takie o mocy 10 kW (mniejsze moce są nieracjonalne)

wymaga zupełnie innych, w porównaniu ze źródłem PV, rozwiązań regulacyjnych dotyczących

konstrukcji i kalibracji net meteringu.

Tab. 4. Szacunki dotyczące bilansowania energii

Źródło PV Wykorzystanie własne (w PME)

0,1/0,62)

Przepływ Bilans (+/–)1)

0,1/06 moc produkcja

MWh z PV do sieci

0,1/0,6 opust

0,1/0,6

kW MWh

Net metering ze współczynnikiem = 0,7

2,0 2,0 0,2/1,2 1,8/0,8 1,3/0,6 2,5/2,2

15

4,0 4,0 0,4/2,4 3,6/1,6 2,5/1,1 1,1/0,5

4,5 4,5 0,45/2,70 4,05/1,80 2,8/1,3 0,75/0

5,0 5,0 0,5/3,0 4,5/2,0 3,2/13) 0,3/– 0,4

Net metering ze współczynnikiem = 0,8

Tak jak dla współczynnika opustu = 0,7

1,4/0,6 2,4/2,2

2,9/1,3 0,7/0,3

3,2/1,33) 0,35/– 0,1

3,6/13) – 0,1/– 0,6

1) + zakup energii z sieci, – „oddanie” energii do sieci. 2) 0,1/0, 6 – współczynnik wykorzystania energii

elektrycznej wyprodukowanej w źródle PV, wykorzystanej na potrzeby własne PME. 3) Opust nie jest

(nie może być) w pełni wykorzystany.

Zamieniając hipotezę dotyczącą racjonalnego doboru źródła PV w założenie można łatwo wyliczyć

efekty osiągalne przez prosumenta, w którego przekształci się odbiorca (właściciel domu) instalując

źródło PV o mocy 4,5 kW (z przekształtnikiem energoelektronicznym) oraz router OZE. Przyjmując

dane z tab. 3 oraz koszt wykonania instalacji, poza partycypacją prosumencką, równy 10% kosztu

źródła PV (ogniwa PV z przekształtnikiem), otrzymuje się łączny nakład inwestycyjny (źródło PV z

routerem) równy około 19,3 tys. PLN [4,5 kW x (600 €/kW x 4,5 PLN/€ + 1000 PLN/kW) x 1,1 + 1000

PLN]. Taki nakład inwestycyjny zapewnia prosumentowi dostawę energii elektrycznej o wartości

obliczonej – zgodnie z zasadą kosztu unikniętego, w cenach stałych – równą około 70 tys. PLN (4

MWh x 25 lat x 0,7 tys. PLN/MWh). Inaczej, prosty okres zwrotu nakładów prosumenckich wynosi

niecałe 7 lat. Jest to bardzo krótki okres, krótszy od okresów zwrotu nakładów inwestycyjnych

charakterystycznych dla energetyki WEK. Jego uzyskanie nie jest możliwe bez działań ze sfery

partycypacji prosumenckiej. Zasadnicze znaczenie w rozważanym przypadku ma przy tym wzrost

wykorzystania produkcji źródła PV na potrzeby własne do poziomu 60% (możliwy dzięki routerowi

OZE, ale też wymagający dużego potencjału DSM/DSR).

Oczywiście, prosument ma, poza zasadą kosztów unikniętych, jeszcze inną perspektywę swoich

nakładów inwestycyjnych, i to bardzo mocną. Mianowicie, jest to zasada zwiększania własnego

majątku (wartości domu), w miejsce „finansowania” strat (nieefektywności) energetyki WEK.

Przyjmując bazową wartość domu równą 450 tys. PLN (taka wartość jest reprezentatywna dla domów

budowanych w Polsce w ostatnich 25 latach) i pamiętając, że dom jest majątkiem

wielopokoleniowym, można uznać, że wartość domu (na płynnym rynku nieruchomości, który

powoli, ale jednak w Polsce powstaje) zwiększy się przynajmniej o 15%. Z drugiej strony indeks WIG

Energia, obrazujący wartość rynkową energetyki WEK, zmniejszył się w ciągu nieco ponad roku

(okres: przełom kwiecień/maj 2015 r. do końca czerwca 2016 r.) o 50% (w przypadku grupy Energa o

około 65%), czyli katastrofalnie.

Rozszerzając przedstawioną powyżej analizę o wyłączenia sieciowe odbiorcy otrzymuje się dalsze

bardzo ciekawe wyniki. Są to wyniki dla następujących danych charakteryzujących ciągłość dostaw

energii elektrycznej do odbiorców przyłączonych do sieci elektroenergetycznych na obszarach

wiejskich: łączny czas przerw zasilania – 50 h/rok (zgodnie z obowiązującymi wymaganiami jest to

górna dopuszczalna granica wskaźnika, ale w rzeczywistości zdarzają się jej przekroczenia), przeciętny

czas pojedynczej przerwy – 2,5 h, niedostarczona energia związana z pojedynczą przerwą – 2 kWh,

16

krotność kosztu niedostarczonej energii w stosunku do ceny jej zakupu – 25 (dane przyjęte zostały

jako reprezentatywne na podstawie ponad 40-letnich doświadczeń własnych autora). Wykorzystując

te dane do obliczeń otrzymuje się roczny koszt niedostarczonej energii odbiorcy na wsi równy 700

PLN (20 przerw/rok x 2 kWh/przerwę x 0,7 PLN/kWh x 25). Uwzględniając dopuszczalne rozładowanie

akumulatora równe 50%, trzeba dobrać w PME akumulator o pojemności około 4 kWh. Dla cen

jednostkowych według tab. 3 otrzymuje się nakład inwestycyjny na prosumencki zasobnik

akumulatorowy (akumulator z zasobnikiem) równy około 5 tys. PLN (4 kWh x 200 €/kWh x 4,5 PLN/€

+ 1 kW x 1000 PLN/kW); w oszacowaniu uwzględniono moc przekształtnika zasobnikowego, czyli moc

zapotrzebowania PME w stanie awaryjnym, równą 1 kW. Zatem prosty okres zwrotu nakładów

wynosi około 7 lat. Znowu, inwestycja ta bardzo korzystnie przekłada się na wzrost wartości domu.

Mianowicie, gdyby akumulator był wykorzystany tylko w trybie pracy buforowej (UGZ – układ

gwarantowanego zasilania), to formalnie wystarczyłby na 250 lat (5000 dopuszczalnych cykli

przeładowań przy 20 przerwach na rok).

Oczywiście, w rzeczywistości „resurs” akumulatora – liczba cykli, czas jego życia (obecnie górna

granica tego czasu wynosi około 10 lat) – zostanie wykorzystany nie tylko w trybie pracy buforowej,

ale także do bilansowania energii. To ułatwi np. uzyskanie wartości współczynnika wykorzystania

produkcji źródła PV na potrzeby własne PME wynoszącej 0,6 (uzyskanie takiej wartości, przyjętej w

szacunkach dla PME bez akumulatora, tylko za pomocą routera, bez dostatecznego potencjału

DSM/DSR, może się okazać często trudnym zadaniem).

Synteza

W syntezie przedstawione są w postaci trzech części zagadnienia stanowiące diagnozę oraz

obrazujące kierunki pożądanych działań, ale z drugiej strony pokazujące (obnażające) stan

„niewydolności” opisu przebudowy elektroenergetyki (słabego rozeznania istoty tej przebudowy).

Sytuacja, która jest związana z ustawą OZE (trwająca od 2010 r., a ujawniająca się w szczególnie

kryzysowy sposób w ostatnich miesiącach), nagli. Konieczne jest zastąpienie „rynku” grup interesów

działających wokół ustawy zwykłymi, ale solidnymi badaniami technicznymi i ekonomicznymi

mechanizmu net meteringu i opustu (wymiany barterowej). Badania takie są w stanie bardzo szybko

uwiarygodnić tezę [7], że proces transformacji obszarów wiejskich do standardu bezemisyjnego (w

obszarze energetyki) będzie mógł być w Polsce zakończony już w horyzoncie roku 2040 (czyli że

potrzebne jest opracowanie dla obszarów wiejskich polskiej energetycznej mapy drogowej 2040).

Część 1. W jaki sposób rozwój prosumeryzmu w Polsce wpłynąłby na bezpieczeństwo

funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), ze szczególnym

uwzględnieniem funkcjonowania sieci dystrybucyjnych niskich napięć (mając na uwadze

aktualny stan techniczny tego systemu)?

1. Trzeba rozróżnić bezpieczeństwo KSE od bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej (i

energii ogólnie) dla odbiorców/prosumentów. Stopień skomplikowania technicznego KSE

17

osiągnięty (na świecie) do końca lat 70. ubiegłego wieku powoduje, że to KSE jest

„pacjentem” i wymaga specjalnej troski. Drastycznym przykładem są wymagania dotyczące

jakości energii (częstotliwość – konieczność wyłączania bloków wytwórczych, poziomy napięć

– ryzyko lawin napięciowych) oraz stabilności pracy (black out jako skutek utraty stabilności).

Odbiorcy natomiast są obecnie bardzo odporni na niską jakość zasilania, z wyjątkiem przerw

w zasilaniu. Odporność odbiorców (odbiorów) na odchylenia częstotliwości, odchylenia

napięcia (i inne: zapady napięcia, wyższe harmoniczne) rośnie systemowo w ciągu ostatnich

30 lat jako skutek działania przemysłu AGD na rzecz zapewnienia każdemu

urządzeniu/odbiornikowi kompatybilności elektromagnetycznej (w ciągu ostatnich

dziesięcioleci postęp techniczny „przeniósł” się z elektroenergetyki do przemysłu AGD).

2. Prosumeryzm energetyczny (pojęcie węższe od prosumeryzmu traktowanego w kategoriach

ustroju społecznego) ma fundamentalne znaczenie w zakresie kształtowania modelu

bezpieczeństwa funkcjonowania KSE. Energetyka EP (cała, od Kowalskiego po KGHM) może

zarówno podwyższać, jak i obniżać bezpieczeństwo KSE. Strategia kooperacji energetyki WEK

z energetyką EP (i z energetyką NI) zapewni jej (energetyce WEK) wzrost bezpieczeństwa KSE.

Strategia konfrontacji przeciwnie: narazi energetykę WEK na destrukcję bezpieczeństwa KSE.

Takie skutki wynikają stąd, że historycznej/cywilizacyjnej zmiany modelu korporacyjnego w

model prosumencki w energetyce nikt nie jest w stanie zahamować. Ze zmianą modelu

korporacyjnego w prosumencki jest związana strukturalna alokacja zasobów materialnych:

od inwestycji w KSE do inwestycji w majątek prosumencki.

3. Granicę destrukcji długoterminowej bezpieczeństwa KSE związaną z rozwojem energetyki EP

i NI (łącznie) wiąże się – w kategoriach przyczynowo-skutkowych – w niniejszym Raporcie

najpierw ze zmniejszaniem dynamiki wzrostu rynku WEK, a następnie z jego bezwzględnym

zmniejszaniem. Ekspercko szacuje się, że zmniejszenie dynamiki wzrostu rynku WEK do zera

(w wyniku przejmowania całego rynku rozwojowego przez energetykę EP i energetykę NI) nie

jest destrukcyjne dla bezpieczeństwa KSE (energetyka WEK jest w stanie łatwo się

dostosować: zahamować inwestycje, wykorzystać efektywnie istniejące zasoby).

Bezwzględne zmniejszanie rynku w trwałym tempie rocznym równym 2-3% uznaje się za

granicę destrukcji długoterminowej bezpieczeństwa KSE. Poniżej tej granicy energetyka WEK

nie jest w stanie dostosować się do konkurencyjnego rynku. Mianowicie zahamowanie

inwestycji jest już niewystarczające, potrzebna jest kryzysowa restrukturyzacja.

4. Racjonalne jest przyjęcie założenia, że przejmowanie rynku energetyki WEK przez energetykę

EP oraz NI będzie co do wielkości (w TWh) podobne (punkt startowy do dalszego procesu jest

następujący: energetyka NI, w postaci energetyki wiatrowej, ma udział w całym rynku energii

elektrycznej równy około 5%, i energetyka EP, w postaci autokogeneracji przemysłowej, ma

też udział 5%). W takim razie przejmowanie rynku energii elektrycznej przez energetykę EP w

tempie rocznym równym około 1-1,5% rynku WEK byłoby dla Polski optymalnym

rozwiązaniem. Takie tempo oznacza roczny wolumen przejmowanej energii elektrycznej

równy około 1,5-2 TWh.

5. Jeśli dalej założyć proporcjonalny model przejmowania rynku WEK przez poszczególne

segmenty energetyki EP, to łatwo oszacować, że prosumenci przyłączeni do wiejskich sieci nN

(kolebka energetyki EP, a jednocześnie najgorszy stan techniczny sieci nN i SN) będą rocznie

przejmować rynek wielkości poniżej 0,2 TWh, któremu odpowiada moc źródeł PV równa

18

około 200 MW (rynek inwestycyjny około 300 mln €). Czyli przeciętna moc źródeł PV

przypadająca na jedną stację transformatorową wynosi zaledwie 1,3 kW.

Część 2. Czy rozwój mikrogeneracji rozproszonej (tj. zgodnie z ustawą o OZE opartej o instalacje

o mocy zainstalowanej do 40 kW) w modelu, w którym energia elektryczna nie jest

zużywana wyłącznie na własne potrzeby, ale jest również wprowadzana do sieci

dystrybucyjnej, wpłynąłby korzystnie na funkcjonowanie sieci elektroenergetycznej?

1. Rozwój mikroźródeł (i ogólnie partycypacji prosumenckiej) wpływa korzystnie na funkcjonowanie

sieci, pod warunkiem, że mieści się on w granicach modelu prosumenckiego (mikroźródła nie są

przewymiarowane, w szczególności prosument nie wchodzi w model inwestorski, ukierunkowany

na sprzedaż z zyskiem energii elektrycznej produkowanej ze wsparciem). Mikroźródła mieszczące

się w modelu prosumenckim prowadzą np. do obniżki sieciowych strat energii elektrycznej oraz

poprawy jej jakości, przede wszystkim w kontekście spadków napięcia. Podkreśla się przy tym, że

mikroźródła nawet w granicach modelu prosumenckiego mogą powodować wzrost

zapotrzebowania – powodowanego przez mikroźródła OZE z produkcją wymuszoną (w

szczególności przez źródła PV) – na usługi regulacyjne w KSE. Zachodzi to w przypadku, gdy

segment mikroźródeł rozwija się pod wpływem net meteringu. Mianowicie, ten mechanizm

pozwala prosumentom uwolnić się od kosztów bilansowania energii i regulacji mocy, np. za

pomocą DSM/DSR, zasobników energii, przekształtników energoelektronicznych.

2. Poza granicami modelu prosumenckiego wpływ mikroźródeł na sieć elektroenergetyczną może

być natomiast niekorzystny, zwłaszcza może wywoływać potrzebę inwestycji rozwojowych w

sieciach elektroenergetycznych nN i SN, które stanowią źródło potencjalnych stranded costs.

Ryzyko takie pojawia się szczególnie po naruszeniu kryteriów technicznych doboru linii (zwłaszcza

po przekroczeniu prądowej obciążalności długoterminowej linii) i urządzeń sieciowych.

3. W pierwszym przypadku dla mechanizmu takiego jak net metering (półroczny, roczny) i wymiana

barterowa oraz brak wynagrodzenia za energię wyprodukowaną w źródle prosumenckim ponad

wymianę barterową można zaproponować prostą regułę inżynierską wyznaczania granicy modelu

prosumenckiego. Mianowicie, wobec współczynnika 0,7-0,8 jest to przewymiarowanie źródła

prosumenckiego, w kontekście bilansu energii, o około 10-15%. Podkreśla się przy tym, że net

metering i brak wynagrodzenia za energię wyprodukowaną w źródle prosumenckim ponad regułę

wynikającą z net meteringu bardzo mocno ograniczają wybór rodzaju źródła prosumenckiego

(technologii OZE). Mianowicie, praktycznie jedynym racjonalnym rozwiązaniem jest wtedy źródło

PV. Zgodnie z prostą zasadą inżynierską moc tego źródła w kW powinna wynosić tyle, ile wynosi

roczne zapotrzebowanie odbiorcy/prosumenta energii elektrycznej wyrażone w MWh,

pomnożone przez współczynnik przewymiarowania równy 1,10-1,15.

4. W drugim przypadku, związanym z naruszeniem kryteriów technicznych doboru linii i urządzeń

sieciowych, prosta zasada inżynierska nie ma tak silnych ograniczeń technologicznych jak w

przypadku pierwszym (rodzaj źródła OZE: źródło PV, źródło μEB itd.). Jednak powstaje wiele

ograniczeń związanych z chłonnością mikrorynków budowanych na infrastrukturze sieciowej.

Generalna zasada, którą należałoby wprowadzić do stosowania przez operatorów OSD, powinna

19

być zasadą net meteringu stosowaną od dołu do góry: przyłącze prosumenckie (obecna ustawa

OZE), pole liniowe nN w stacji transformatorowej SN/nN, pole transformatorowe SN w stacji

transformatorowej SN/nN…

Część 3. Czy przyłączenie do sieci dystrybucyjnej w krótkim okresie znacznej liczby

mikroinstalacji OZE (o łącznej mocy np. takiej, jak zakładała to tzw. poprawka

prosumencka do ustawy o OZE, tj. 800 MW) funkcjonujących w systemie, w którym

każda niewykorzystywana w danym momencie na własne potrzeby jednostka energii

elektrycznej trafiałaby do sieci, miałoby istotny wpływ na funkcjonowanie sieci

elektroenergetycznych w Polsce?

1. Przyłączenie do sieci nN źródeł o łącznej mocy 800 MW nie stwarza dla tych sieci

najmniejszego zagrożenia, pod warunkiem, że spełnione zostaną zasady racjonalności

inżynierskiej/technicznej. W szczególności oznacza to, że jeśli źródła będą spełniać kryterium

modelu prosumenckiego, to każdy odbiorca może zostać prosumentem. Warunki techniczne

pracy sieci w tym przypadku poprawią się (zmniejszą się jej obciążenia prądowe).

2. Potencjał przyłączeniowy samych tylko sieci nN na obszarach wiejskich szacuje się tu na 15

GW (oszacowanie wynika z łącznej mocy zainstalowanej transformatorów SN/nN na tych

obszarach). Oczywiście, zupełnie inną sprawą jest bilans energii. Potencjalna produkcja

energii ze źródeł PV o mocy 15 GW wynosi około 15 TWh. Jest to energia równa praktycznie

rocznemu zapotrzebowaniu na energię elektryczną na obszarach wiejskich. Na drugim

biegunie technologicznym, z punktu widzenia bilansu energii, są mikroelektrownie biogazowe

(μEB). W przypadku tej technologii produkcję energii elektrycznej 15 TWh zapewniają źródła

o mocy 2 GW. To z kolei oznacza, że dla pokrycia zapotrzebowania obszarów wiejskich w

energię elektryczną wystarczyłoby (z punktu widzenia bilansowego) przyłączyć jedno źródło

μEB do każdej stacji transformatorowej SN/nN.

3. Oczywiście, przedstawione w p. 3 ujęcie bilansowe operujące uśrednionymi wielkościami

energii jest nadmiernie uproszczone z punktu widzenia rozwiązywania praktycznych zadań. Z

drugiej strony pokazuje ono niezbicie, że źródła „dachowe” PV, źródła μEB integrowane z

mikrosieciami zasilanymi ze stacji transformatorowej SN/nN oraz net metering stanowią trzy

filary autonomizacji energetycznej obszarów wiejskich na poziomie sieci nN. Efektywne

wykorzystanie tych filarów (i dwóch dalszych, na poziomie sieci SN: elektrowni biogazowych i

elektrowni wiatrowych) wymaga zmiany ukierunkowania ustawy OZE. W odniesieniu do

źródeł OZE przyłączanych do sieci nN konieczne jest powiązanie źródeł μEB z klastrami

energetycznymi, którym powinien być nadany status prosumentów instytucjonalnych.

4. Oprócz poprawy warunków technicznych pracy sieci nN (mającej miejsce w przypadku

spełnienia przez źródło OZE kryterium modelu prosumenckiego) trzeba analizować

(dokładniej, niż to się robi obecnie) dalsze konsekwencje rozwiązań wprowadzanych w

ramach nowelizacji ustawy OZE. Ważną sprawą jest np. analiza ekonomiczna współczynnika

rozliczeniowego w mechanizmie net meteringu. Generalnie, współczynnik ten powinien być

wykorzystany do pokrycia strat sieciowych przez operatora OSD (prawidłowe rozwiązanie

zagadnienia wymaga powiązania w jednej analizie aspektów technicznych, ekonomicznych i

20

rynkowych). Ponadto jednak współczynnik powinien prawidłowo uwzględniać wynagrodzenie

operatora potrzebne do pokrycia kosztów eksploatacyjnych stałych (poza stratami

sieciowymi). Nie powinien natomiast uwzględniać kosztów kapitałowych (inwestycji

rozwojowych).

5. W świetle procesu uzgodnieniowego, przez który przechodził poselski projekt nowelizacji

ustawy OZE, a także w świetle samej ustawy OZE, nie rozważa się w niniejszym Raporcie

przypadku doboru źródła OZE niespełniającego kryterium modelu prosumenckiego, bo takie

niespełnienie byłoby ekonomicznie nieracjonalne z punktu widzenia prosumenta!

Zakończenie

1. Wpływ prosumeryzmu na systemy elektroenergetyczne. W najbardziej ogólnym ujęciu

wpływ ten będzie się objawiał dwuetapowo w następujący sposób. Na pierwszym etapie,

który się już rozpoczął, energetyka EP rozwijająca się pod wpływem net meteringu zahamuje

(powinna zahamować) inwestycje rozwojowe w nowe źródła wytwórcze w energetyce WEK

(źródła węglowe, źródła jądrowe, a także wielkoskalowe źródła gazowe). Równocześnie

będzie (powinna) następować intensyfikacja wykorzystania sieciowych zasobów energetyki

WEK i zasobów tej energetyki na rynku bilansowania energii (elektrycznej) oraz na semi

rynku regulacji mocy. Na drugim etapie, a właściwie na ścieżce równoległej, energetyka EP

będzie się szybko autonomizować, budując własne zasoby do bilansowania energii i do

regulacji mocy. Podkreśla się przy tym, że w energetyce EP bilansowanie energii i regulacja

mocy będą podlegały bardzo silnej konwergencji, będzie się to odbywać zwłaszcza na etapie

przejściowym, związanym z wdrażaniem cenotwórstwa czasu rzeczywistego (autor Raportu

antycypuje, że dojrzała postać tego cenotwórstwa zostanie osiągnięta już w horyzoncie roku

2025).

2. Sieciowy parytet cenowy źródeł OZE. Net metering na krańcu prosumenckim (ze źródłami

OZE, proefektywnościowymi technologiami energetycznymi, systemami DSM/DSR i ogólnie

inteligentną infrastrukturą) jest bardzo silnym subśrodowiskiem kreującym nowy (na całym

świecie) rynek energii elektrycznej. W Unii Europejskiej jest jeszcze drugie subśrodowisko:

jest nim system elektroenergetycznych połączeń transgranicznych, mający na celu

stworzenie jednolitego (unijnego) hurtowego rynku energii elektrycznej (strategia Komisji

Europejskiej, dotycząca zwiększenia zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych do

2030 r. w każdym kraju członkowskim co najmniej do 15% jego mocy szczytowej

zapotrzebowania). Te dwa subśrodowiska łącznie tworzą środowisko już zbyt

skomplikowane do zarządzania rynkiem energii elektrycznej metodą „dziel i rządź”

(zwłaszcza metodą „dawaj tym, którzy są silni i żądają, są roszczeniowi”). Sieciowy parytet

cenowy prosumenckiego OZE (na obecnym etapie bezinwestycyjny), ale także sieciowy

parytet wymiany transgranicznej (w tym przypadku uwzględniający nakłady inwestycyjne na

nowe połączenia) to główna siła sprawcza, która powinna być wykorzystana do kreowania

nowego rynku energii elektrycznej w Polsce.

3. Ustawa OZE. W takim świetle ustawę OZE obowiązującą od 1 lipca 2016 r. należy ocenić

następująco. Net metering jako mechanizm rynkowy jest ogólnie (w kontekście sieciowego

21

parytetu cenowego OZE, zwłaszcza w kontekście mikroźródeł) bardzo racjonalnym

rozwiązaniem, zarówno z punktu widzenia rozwoju energetyki EP, jak i wykorzystania

istniejących zasobów (zwłaszcza sieciowych, ale nie tylko) energetyki WEK. Podkreśla się, że

właśnie z punktu widzenia optymalnego wykorzystania istniejących zasobów sieciowych i

działania konkurencji (z punktu widzenia prawidłowej makroekonomicznej alokacji zasobów)

całkowicie nieracjonalna byłaby wartość współczynnika rozliczeniowego równa 1, o którą

walczyły w okresie procedowania ustawy OZE liczne grupy interesów, dostrzegające w

energetyce EP szansę na transfery finansowe z energetyki WEK. Wartość współczynnika

rozliczeniowego z okresu procedowania ustawy OZE równa 0,7 dla źródeł do 10 kW byłaby

racjonalna (nie znaczy, że byłaby optymalna, zwłaszcza w kontekście możliwych do

zastosowania różnych technologii OZE). Jednolita wartość współczynnika równa 0,7 dla

źródeł o mocy aż do 40 kW (znowu wartość z okresu procedowania ustawy OZE) byłaby

nieracjonalna. Podkreśla się w tym miejscu, że wartość współczynnika rozliczeniowego dla

net meteringu generalnie powinna wzrastać równolegle do wzrostu mocy, czyli powinna

wzrastać od „dołu do góry”, odwrotnie, niż to jest w ustawie OZE. W takim świetle wartość

0,8, która została ostatecznie przyjęta w ustawie OZE dla źródeł do 10 kW, uznaje się tu jako

zbyt wysoką w środowisku całkowicie konkurencyjnym (po zupełnym wyeliminowaniu

dotacji/ulg dla energetyki WEK oraz wsparcia dla energetyki EP, a także dla energetyki NI), a

wartość 0,7 dla źródeł o mocy powyżej 10 kW, aż do 40 kW, jako zbyt niską. Z drugiej strony

podkreśla się: dla prosumenta ważna jest gwarancja (trwałości) dostępu do sieci. Przy

zapewnieniu takiej gwarancji najlepszym rozwiązaniem byłoby taryfowanie współczynnika,

na podobnej zasadzie, jak obecnie jest realizowane taryfowanie opłaty przesyłowej

(oczywiście, przy zastosowaniu bardzo prostych procedur mających źródło w zasadzie

kosztów unikniętych).

4. Potrzeba wyjścia z systemów wspierania energetyki. Przedstawione szacunki ekonomiczne

opłacalności wyposażenia domu w źródło PV, a także w akumulator są, niezależnie od

potrzeby ich doskonalenia, bardzo wymowne. W szczególności pokazują one jednoznacznie,

że możliwe jest już szybkie wychodzenie z systemu wsparcia OZE, jeśli tylko mechanizmy

rynkowe, zwłaszcza net metering, będą racjonalnie skonstruowane i dobrze skalibrowane. W

takim kierunku (zwiększania znaczenia mechanizmów konkurencji w obszarze OZE) idą:

realizowana modernizacja Energiewende w Niemczech, a także zamierzenia Komisji

Europejskiej dotyczące nowego rynku energii elektrycznej. W doktrynie energetycznej

przedstawionej w [8] autor Raportu zaproponował (we wrześniu 2014 r.) odejście przez

Polskę od systemów wsparcia dla OZE i od subsydiów dla paliw kopalnych po 2020 r.

Potwierdzeniem słuszności tej propozycji jest decyzja przywódców G7 na szczycie, który

odbył się w Japonii 26-27 maja 2016 r., o całkowitym odejściu od subsydiowania paliw

kopalnych po 2025 r. (w dyskusji dotyczącej tej decyzji pojawiły się liczne głosy, że

subsydiowanie paliw kopalnych powinno być zaprzestane już po 2020 r.).

5. Potrzeba ukształtowania nowego rynku energii elektrycznej. Koncepcyjne podstawy rynku

funkcjonującego w Polsce tworzone były w ramach reformy ustrojowej. W

elektroenergetyce była to reforma decentralizacyjno-rynkowa w pierwszej połowie lat 90.

ubiegłego wieku, kiedy nie było jeszcze praktycznie Internetu, i nie było nowych technologii

22

OZE oraz inteligentnej infrastruktury (wykraczającej daleko poza Internet). Podmiotowa

segmentacja energetyki EP może/powinna być jednym z najsilniejszych kryteriów służących

nie tylko do tworzenia regulacji w obszarze źródeł OZE, ale w zakresie tworzenia w ogóle

mechanizmów rynkowych na współczesnym rynku energii elektrycznej. Chodzi mianowicie o

strukturalne odwrócenie głównego procesu dostosowawczego. Obecnie źródła OZE oraz

inteligentną infrastrukturę i model partycypacji prosumenckiej dostosowuje się, w sferze

regulacyjnej, do starego rynku. Ten stan rzeczy trzeba odwrócić. Trzeba mianowicie

zmienić rynek: dostosować go do nowych technologii i do modelu partycypacji

prosumenckiej. Z tego punktu widzenia kluczową rolę musi odegrać całkowita zmiana opłaty

sieciowej (przesyłowej, dystrybucyjnej) [5].

Przywołane źródła

Cały Raport jest opracowany z wykorzystaniem środowiska, które tworzy biblioteka BŹEP (Biblioteka

Źródłowa Energetyki Prosumenckiej). Poniżej przywołane są opracowania autora niniejszego Raportu

(z wyjątkiem poz. [4]). Dwa powody, dla których to uczyniono, są następujące. Po pierwsze, chodzi o

udokumentowanie, że wiele oszacowań i koncepcji, do których odwołuje się Raport, ma swoją

historię. Po drugie, wskazane opracowania umożliwiają Czytelnikowi zapoznanie się (bardzo

potrzebne) z szerokim kontekstem, który mają poszczególne zagadnienia przedstawione w Raporcie.

[1] Popczyk J., Słownictwo i inne (encyklopedyczne) podstawy z obszaru przebudowy energetyki.

Biblioteka BŹEP, www.klaster3x20.pl (podstrona: Biblioteka Źródłowa Energetyki

Prosumenckiej).

[2] Popczyk J., Energetyka prosumencka. Od sojuszu polityczno-korporacyjnego do energetyki

prosumenckiej w prosumenckim społeczeństwie. Biblioteka BŹEP, www.klaster3x20.pl.

[3] Popczyk J., Energetyka prosumencka jako innowacja przełomowa. Biblioteka BŹEP,

www.klaster3x20.pl.

[4] Marzecki J., Optymalizacja i modernizacja elektroenergetycznych sieci terenowych. Politechnika

Warszawska, Wydawnictwo Instytutu Technologii Eksploatacji – PIB, Warszawa 2007.

[5] Popczyk J., Model interaktywnego rynku energii elektrycznej. Od rynku grup interesów do

cenotwórstwa czasu rzeczywistego; łącznie z bazową wersją, raportem BŹEP: Model

interaktywnego rynku energii elektrycznej. Od modelu WEK-NI-EP do modelu EP-NI-WEK.

Biblioteka BŹEP, www.klaster3x20.pl.

[6] Popczyk J., Ustawa OZE: zwierciadło rynku grup interesów i argument na rzecz potrzeby

całkowicie nowego rynku energii elektrycznej w Polsce. Biblioteka BŹEP, www.klaster3x20.pl.

[7] Popczyk J., Model referencyjny gospodarki energetyczno-środowiskowej gminy wiejskiej (Księga

Szkocka). Biblioteka BŹEP, www.klaster3x20.pl.

[8] Popczyk J., Doktryna energetyczna. Biblioteka BŹEP, www.klaster3x20.pl.

23

Fundacja ClientEarth Prawnicy dla Ziemi Przedstawicielstwo Fundacji im. Heinricha Bölla

ul. Żurawia 45 00-680 Warszawa +48 22 3070190 info@clientearth.org

ul. Żurawia 45 00-680 Warszawa +48 22 44 01 333 pl-info@pl.boell.org

Niniejsza ekspertyza została wykonana przez prof. dr hab. inż. Jana Popczyka na potrzeby projektu „Rola odbiorcy końcowego w transformacji energetycznej w Polsce” realizowanego poprzez umowę kooperacyjną pomiędzy Przedstawicielstwem Fundacji im. Heinricha Bölla w Warszawie a Fundacją ClientEarth Prawnicy dla Ziemi. Tezy przedstawione w niniejszym dokumencie odzwierciedlają opinie autora i nie mogą być bezpośrednio łączone ze stanowiskiem Fundacji ClientEarth Prawnicy dla Ziemi lub Przedstawicielstwem Fundacji im. Heinricha Bölla w Warszawie.